Учебная работа. Проектирование электрической части КЭС-1580 МВт

(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)

Загрузка...

Учебная работа. Проектирование электрической части КЭС-1580 МВт

182

Министерство образования и науки Русской Федерации

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ технический УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра электронных станций, сетей и систем

Проектирование электронной части КЭС-1580 МВт

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту по дисциплине

«Проектирование и конструирование электронной части электростанций и подстанций»

Выполнил: Баринов Р.

Нормоконтроль: Жданов А. С.

Иркутск 2011 г.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Введение

2. Обоснование выбора площадки для КЭС и её компоновки

3. Выбор структурной схемы электронных соединений КЭС

3.1 ВЫБОР ГЕНЕРАТОРОВ

3.2 Выбор автотрансформаторов связи (АТС (то есть автоматическая телефонная станция))

3.2.1 Выбор блочных трансформаторов

3.2.2 Выбор автотрансформаторов связи АТС1, АТС2

3.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд (ТСН и РТСН)

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ

4.1 Расчет финансовложений

4.2 Расчет вреда

4.2.1 Расчет характеристик надежности структурных схем

4.3 Расчет годичных издержек

5. ВЫБОР РУ-110 и РУ-500

5.1 Выбор РУ-500кВ

5.2 Выбор ОРУ — 110 кВ

6. Расчёт токов К.З

6.1 Расчет токов КЗ вручную

6.2 Расчет токов КЗ при помощи программки

7. Расчет токов к.з. и интеграла Джоуля для нужных точек

8. Выбор электронных аппаратов и проводников

8.1 Выбор выключателей и разъединителей на 500 кВ

8.2 Выбор выключателей и разъединителей на 110 кВ

8.3 Выбор выключателей и разъединителей на генераторном напряжении

8.4 Выбор выключателя в цепи РТСН

9. Выбор сборных шин и связей меж элементами

9.1 Выбор шин 500 кВ

9.2 Выбор гибких токопроводов, выводы 500 кВ — сборные шины

9.3 Выбор шин 110 кВ

9.4 Выбор гибких токопроводов, выводы 110 кВ — сборные шины

9.5 Выбор комплектного токопровода для генераторов 500 МВт

10. Выбор трансформаторов тока и напряжения

10.1 Выбор трансформаторов напряжения

10.1.1 Выбор трансформаторов напряжения на шинах 500 кВ

10.1.2 Выбор трансформаторов напряжения на шинах 110 кВ

10.1.3 Выбор трансформатора напряжения в цепи генератора

10.2 Выбор трансформаторов тока

10.2.1 Выбор трансформатора тока в цепи отходящей полосы 500 кВ

10.2.2 Выбор трансформатора тока в цепи отходящей полосы 110 кВ

10.2.3 Трансформаторы тока в цепи генераторов

11. Выбор схемы собственных нужд

12. Выбор аккумуляторных батарей

Библиографический перечень

1. ВВЕДЕНИЕ

Начавшийся рост экономики страны предназначает необходимость выработки длительной перспективы развития ее главный базисной составляющей — энергетики. Такое развитие основывается, непременно, на концепции развития экономики. Какую экономику мы желаем выстроить: в главном ресурсоперерабатывающую, использующую наукоемкие технологии, но базирующуюся на имеющихся в стране богатых природных ресурсах, либо инноваторскую с высочайшими научными затратами, высокоинтеллектуальную, развивающую машиностроительные отрасли, информационные и электрические технологии, нанотехнологии, биотехнологии и т. д.

1-ый путь просит производства огромного количества дешевенькой электроэнергии, 2-ой путь — относительно маленького производства электроэнергии, стоимость которой быть может значимой.

Для Рф оба эти пути должны определенным образом комбинироваться, отсюда и вытекает ориентиры для нахождения количественных характеристик уровня употребления и цены производства электроэнергии. электростанция автотрансформатор ток

Главные трудности текущего состояния электроэнергетики Рф:

— нарастающий недостаток мощности в ряде энергосистем страны (Столичной, Ленинградской, Тюменской и др.) и связанный с сиим отказ в присоединениях к сетям новейших потребителей и введение различного рода ограничений потребителей;

— лавинообразное нарастание процесса старения основного оборудования электростанций и сетей;

— недостаточные объемы инвестиций в электроэнергетику — до 2006 г;

— понижение экономической эффективности работы отрасли (рост утрат электроэнергии, рост удельной численности персонала отрасли, понижение эффективности использования серьезных вложений);

— нестандартная Политика цен на первичные энергоресурсы, при которых угольные электростанции являются неконкурентоспособными и не могут развиваться;

— резкое сокращение кадрового, научно-технического, строительно-монтажного потенциала отрасли;

— сокращение потенциала в отраслях российского энергомашиностроения и электромашиностроения, суровое отставание в сфере разработок, освоения и внедрения новейших технологий производства, транспорта, распределения и употребления электроэнергии.

Главные цели стратегии:

· полное ублажение потребностей экономики и населения в электроэнергии и тепле с внедрением собственных энергетических ресурсов и высокоэффективных технологий;

· обеспечение энергетической сохранности страны;

· увеличение эффективности производства, транспорта, распределения и использования электроэнергии до уровня развитых глобальных держав;

· обеспечение надежности работы ЕЭС Рф и надежности электроснабжения потребителей на уровне продвинутых стран;

· выполнение экологических нормативов в согласовании с принятыми международными обязанностями и государственными эталонами.

Пути заслуги обозначенных целей:

· развитие генерирующих мощностей и электронных сетей на базе хороших решений, обеспечивающих минимизацию издержек в рыночных критериях (с учетом имеющихся рисков) на развитие электроэнергетики;

· обширное внедрение новейших высокоэффективных технологий производства, транспорта и распределения электроэнергии и тем построение электроэнергетики на отменно новеньком технологическом уровне;

· создание действенной системы управления функционированием и развитием ЕЭС, ОЭС и региональных энергосистем, обеспечивающей минимизацию издержек в новейших либерализованных критериях;

· действенная Политика страны в электроэнергетике.

Но эти расчеты и пути развития энергетики на наиблежайшее будущее, а на нынешний денек нам нужно спроектировать КЭС, мощностью 1500 МВт. Конденсационные электростанции (КЭС) исторически получили наименование муниципальных районных электронных станций (ГРЭС). Они проектируются с агрегатами мощностью 100, 150, 200, 300, 500, 800, 1200 МВт, имеющими номинальные напряжения генераторов 10,5-24 кВ. Главными агрегатами, применяемыми на большинстве сооружаемых и проектируемых ГРЭС, являются серийно изготовляемые агрегаты 300, 500 и 800 МВт.

Установленная мощность типовых электростанций составляет 2400-6400 МВт. Ввод в работу этих электростанций вероятен лишь в массивных ЭЭС. При проектировании электронных схем ГРЭС учитывается, что они всю вырабатываемую электроэнергию, кроме употребления электроэнергии на собственные нужды, выдают в сети завышенных напряжений. На долю ГРЭС приходится примерно три четверти всей вырабатываемой энергии.

На новейших ГРЭС устанавливают экономные паротурбинные
агрегаты. Термо станции с агрегатами настолько большенный мощности по
техническим и экономическим суждениям делают из ряда автономных
частей — блоков. Любой блок состоит из парогенератора, турбины,
электронного генератора и повышающего трансформатора. Поперечные
связи меж блоками в тепломеханической части отсутствуют. При
промежном перегреве пара они усложнили бы систему коммуникаций и
систему регулировании турбин, надежность станции снизилась бы.

ГРЭС обычно сооружают поблизости мест добычи малокалорийного горючего, транспортировка которого на значимые расстояния нецелесообразна. Вырабатываемая электроэнергия передается к местам употребления по линиям электропередачи. Но внедрение местного горючего не является неотклонимым признаком. Ряд массивных ГРЭС употребляют природный газ, который транспортируется по газопроводам на значимые расстояния. Важным условием, определяющим пространство строительства ГРЭС, является наличие источника водоснабжения. КПД ГРЭС с учетом расхода на собственные нужды не превосходит 0,32-0,4. ГРЭС недостаточно маневренна. Это значит, что подготовка к пуску, синхронизация и набор перегрузки просит значимого времени от 3-х до 6-ти часов. Потому для турбоагрегатов желаемым является режим работы с довольно равномерной перегрузкой, изменяющейся в границах от технического минимума до номинальной мощности.

2. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ПЛОЩАДКИ ДЛЯ КЭС И ЕЁ КОМПОНОВКИ

Электронная станция как всеохватывающая техно система имеет в собственном составе огромное число спостроек, сооружений и инженерных коммуникаций — подземных, наземных и надземных.

Для размещения сооружений и коммуникаций ГРЭС требуется значимая площадь: 0,04— 0,06 га/МВт. При всем этом нужно подразумевать, что часть сооружений — склад горючего, жд приемные станции с разгрузочными устройствами и т. п. — выносят за границы строительной площадки, т. е. для их размещения требуются доп участки.

Площадку строительства электростанции выбирают в период составления задания на ее проектирование, опосля утверждения технико-экономического обоснования необходимости ее сооружения.

пространство (район) сооружения электростанции обязано быть увязано с планом развития энергосистемы и, до этого всего, соответствовать предназначению и технологическим особенностям электростанции.

Конденсационные электростанции (КЭС, ГРЭС) требуют для собственной работы большущего количества горючего и технической воды (сначала для конденсации отработанного пара турбин). В итоге, Издержки на техническое водоснабжение массивных ТЭС составляют приметную долю полных финансовложений. Потому при выбирании системы их водоснабжения стараются очень употреблять естественные водоемы (реку, озеро, море), а при их отсутствии делают систему искусственного остывания с прудом-охладителем исходя из требований 8 м2/кВт.

Под строй площадки электростанций отводят, как правило, земли, непригодные либо малопригодные для сельскохозяйственных угодий. Не нужно размещение строительной площадки в районе залегания нужных ископаемых. Грунты площадки должны позволять стройку спостроек и сооружений без доп дорогостоящих мероприятий. Они должны допускать удельные перегрузки 0,2—0,25 МПа, при которых вероятны сооружение спостроек без устройства сложных и дорогих фундаментов.

Выбор самой площадки строительства согласно Нормам создают на базе технико-экономического сравнения более целесообразных (в природных критериях намеченного района) вариантов. Так как предполагается, что площадка ЭС обязана быть привязана к определенной местности, то и размещение сооружений на площадке обязано удовлетворять как географическому расположению потребителей энергии 110 кВ и системы 500 кВ, так и технологическим требованиям производства электроэнергии, также требованиям экологии и сохранности.

Площадка под стройку ЭС предусматривается на Севере Иркутской области в Нижнеилимском районе, поблизости Усть-Илимского водохранилища, села Радищев.

Площадку и корпуса ориентируют относительно сторон света, беря во внимание подходящее либо ненужное действие солнечного света на технологические и служебные помещения.

Площадку и сооружения на ней ориентируют также с учетом преимущественного направления ветров, имея в виду защиту открытых распределительных устройств и иных сооружений станции, жилых домов станционного поселка, также остальных населенных пт и окружающей природы от дымовых уносов: летучей золы, сернистых и остальных отравляющих газов.

Нежелателен и небезопасен нанос ветром паров и маленьких капель воды от градирен и брызгальных бассейнов на систему распределительных устройств и на остальные сооружения станции, потому что он может привести к ухудшению изоляции, обледенению, усложнению эксплуатации и трагедиям на станции.

Все наружные связи станции размещаются с одной (наименьшей) стороны площади и с торца головного корпуса станции; обратные торцы спостроек и сооружений оставляются вольными для грядущего расширения.

Уголь будет поставляться с Вереинского разреза. Угольный разрез был построен в 2003 году всего за 4 месяца. Добыча угля делается конкретно из забоя горным комбайном «Wirtgen — 2200» с загрузкой уже не требующего дробления угля в автосамосвалы, а потом в жд вагоны. Эта разработка на Вереинском разрезе была использована в первый раз в Рф. Вереинский разрез ведёт разработку Жеронского каменноугольного месторождения, которое размещено в юго-восточной части Тунгусского бассейна и заходит в состав Усть-Илимского района Иркутской области. Месторождение считается одним из более многообещающих на севере Иркутской области. По своим чертам уголь среднезольный, малосернистый и без вредных примесей. Проектная мощность разреза — сейчас составляет 1, 5 млн. тонн угля в год.

СТРОИТЕЛЬСТВО НОВЫХ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРОИЗВОДСТВ НА СЕВЕРЕ ТРЕБУЕТ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ОБЪЕМЫ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

Металлургическая индустрия (темная и цветная металлургия,

золотодобывающая индустрия):

ООО «Ленская ЗРК» — 90 МВт, 500 млн.кВтч/год.

ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Высокий» — 17,5 МВт, 138 млн. кВтч/год

ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «Сибцветметниипроект» Холоднинский ГОК — 35 МВт, 220 млн. кВтч/год.

Сухой Лог — 50-240 МВт, 275 — 1300 млн. кВтч/год.

ООО «Друза» ГОК «Невский» — 7 МВт, 30 млн. кВтч/год.

ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) «ЗАБАЙКАЛИНВЕСТ» Чинейский ГОК — 207 МВт, 1000 млн. кВтч/год.

ООО «СЭМЗ» Электрометаллургический завод в Братске — 90 МВт, 675 млн. кВтч/год.

ОАО (форма организации публичной компании; акционерное общество) Михайловский ГОК («Металлоинвест») — Удоканское месторождение медной руды и др.

ПРЕДПОСЫЛКИ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА ПО (то есть программное обеспечение — комплект программ для компьютеров и вычислительных устройств) СТРОИТЕЛЬСТВУ КЭС-1580

· отсутствие электросетевой инфраструктуры на севере Иркутской области сдерживает реализацию больших вкладывательных проектов по развитию индустрии и добыче нужных ископаемых

· необходимость увеличения надёжности энергоснабжения имеющихся промышленных объектов, расположенных вдоль БАМа и обеспечение энергоснабжения строящихся

· добыча попутного газа на больших нефтегазоконденсатных месторождениях — делают предпосылки для строительства новейших газовых электростанций с выдачей мощности для покрытия возрастающего энергопотребления и обеспечения местных нагрузок

· поручение Президента РФ (Российская Федерация — части объединения энергосистемы Республики Саха (Якутия) с ЕНЭС Рф, «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.» одобрена распоряжением Правительства РФ (Российская Федерация — воды.

Угольный склад (3) вынесен за основной корпус (1) и размещен таковым образом, чтоб уменьшить загрязненность РУ (9, 10) и остальных технических средств на местности КЭС, что дозволяет продлить срок службы оборудования.

Трансформаторы энергоблоков (25) размещены очень близко к турбогенераторам, потому что при всем этом сокращается длина токопроводов, которые являются довольно дорогими.

Конкретно у стенок котельной (26) размещены регенеративные подогреватели и вентиляторы. Длина воздуховодов миниатюризируется. Вослед за сиим идут дымовые трубы (7), дымососы, электрофильтры, другими словами тракт дымовых газов.

За дымовыми трубами (7) размещается топливное хозяйство. Меж складом горючего (3) и основным корпусом (1) должен быть значимый разрыв. Это обеспечивает допустимый угол наклона транспортеров, поднимающих уголь с уровня земли до верхнего края бункера (бункерной этажерки). Также для наиболее оптимального использования площадки, это место заполнено пусковой котельной (14), компрессорной и азотно-кислородной станцией (15), цехом химводоочистки (16).

Круговой склад угля (3) обслуживается машинками непрерывного деяния — стаккерами. Распределительное устройство собственных нужд размещено в основном корпусе.

Обозначения для компоновки, изображенной на Рис.3.

1) Основной корпус.

2) Водохранилище.

3) Круговой склад угля.

4) Галерея ленточных транспортеров.

5) Дробильный корпус.

6) Эстакада топливоподачи.

7) Дымовая труба (не наиболее 4 котлов на одну; в данном случае две трубы, так 5 котлов).

8) Багерная насосная.

9) Распределительное устройство низкого напряжения (110 кВ).

10) Распределительное устройство высочайшего напряжения (500 кВ).

11) Отходящие полосы (ВЛ) к местной (промышленной) перегрузке.

12) Полосы (ВЛ), обеспечивающие связь с системой.

13) Автотрансформатор связи, или автотрансформатор блока.

14) Пусковая котельная.

15) Компрессорная и азотно-кислородная станция.

16) Химводоочистка.

17) Склад.

18) Вагоноопрокидыватель.

19) Мазутное и масляное хозяйство.

20) Насосная станция.

21) Подводящий канал.

22) Отводящий канал.

23) Ресиверы водорода и кислорода.

24) Жд пути.

25) Силовые трансформаторы (трансформаторы энергоблока).

26) Котлоагрегаты.

27) Турбогенераторы.

28) Монтажная площадка.

29) Трансформаторные мастерские.

30) Пожарное депо.

31) Гаражи.

Проходная.

Рис. 3 Сборка главных сооружений КЭС

3. ВЫБОР СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ КЭС

Структурная схема — схема, определяющая составные части электростанции, их предназначение и связь. Это однолинейная схема, на которой указывается трансформаторные соединения меж генераторами и распределительными устройствами. Она создана для расчета баланса мощности, выбора числа и мощности трансформаторов и предстоящей разработки главной схемы электронных соединений.

При обозначенных в задании на проектирование критериях способом технико-экономического сопоставления конкурентоспособных вариантов произведём выбор рационального варианта структурной схемы.

Наилучшее решение — это решение, удовлетворяющее требованиям к качеству проектируемого объекта при мало вероятных издержек вещественных, денежных и трудовых ресурсов. Оно обязано быть получено при всеохватывающем рассмотрении объекта в целом с учетом взаимосвязей меж его частями.

В общем случае, процедура поиска хорошей структурной схемы сводится к поочередному выполнению последующих главных шагов:

· в согласовании с начальными данными разрабатывается огромное количество на техническом уровне реализуемых вариантов структурных схем;

· на базе инженерного анализа отбираются несколько более многообещающих вариантов схем;

· для всякого отобранного варианта определяются вероятные перетоки мощности через трансформаторы и автотрансформаторы, исходя из более томных критерий работы станции;

· ориентируясь на величины перетоков мощности, в любом варианте избираем пригодные по номинальным значениям типы трансформаторов и автотрансформаторов. Для выбора трансформаторов, связывающих ГРУ (главное разведывательное управление — орган внешней разведки Министерства обороны Российской Федерации, центральный орган управления военной разведкой в Вооружённых Силах Российской Федерации) и РУ завышенного напряжения ТЭЦ составляют и анализируют предполагаемые графики перегрузки трансформаторов связи а) в обычном режиме (в зимнюю пору и в летнюю пору); б) при выключении 1-го из работающих генераторов; в) по мере необходимости мобилизации вращающегося резерва, когда генераторы ТЭЦ наращивают мощность до номинального значения. При наличии 2-ух РУ завышенного напряжения могут рассматриваться варианты установки автотрансформаторов или трехобмоточных трансформаторов. Автотрансформаторы имеют ряд преимуществ и недочетов перед трансформаторами;

· для всякого варианта определяют их технико-экономические характеристики — финансовложения, эксплутационные Издержки, вреды и приведенные Издержки;

· на основании сравнения приведенных издержек, также доп технического анализа, совсем принимают более рациональную структурную схему проектируемой электростанции.

Принимаем к рассмотрению последующие варианты структурных схем КЭС:

Рис. 4.1 Схема №1

Рис. 4.2 Схема №2

Рис. 4.3 Схема №3

3.1 выбор генераторов

Согласно заданию на курсовое проектирование в схеме находятся 2 турбогенератора мощность по и 2 турбогенератора мощностью по , 1 турбогенератор мощностью . Избираем турбогенераторы ТЗВ-320-2У3 и ТЗВ-220-2У3 и ТВВ-500-2Е У3.

Таблица 1

№

Тип ТГ

Сх.

сое-ния

обмоток

статора

о.е.

ТЗВ-320-2У3

3000

320

0,85

10,9

0,173

0,3

1,698

0,211

0,0963

0,388

0,297

ТЗВ-220-2У3

3000

220

15,75

0,85

8,625

0,19

0,275

1,88

0,232

0,086

0,307

0,243

ТВВ-500-2Е У3

3000

500

0,85

0,242

0,355

2,56

0,295

0,141

0,34

ТЗВ — это турбогенератор с конкретным остыванием обмоток ротора и статора водой, с косвенным водяным остыванием активной стали сердечника статора и наполнением внутреннего места генератора воздухом при давлении, близком к атмосферному.

ТВВ — турбогенератор с водородной системой остывания с системой возбуждения ТН (тиристорная система независящего возбуждения с возбуждением переменного тока). Тип возбудителя — ВТ-5000-2У3.

Нужно отметить, что в задании на курсовое проектирование дан график нагрузок турбоагрегатов, где загрузка генераторов в осенне-зимний период равна 100%, а в весенне-летний период она равна 65%.

Расчет для осенне-зимнего периода:

Активная мощность генератора :

Реактивная мощность генератора :

Активная мощность собственных нужд для генератора :

Реактивная мощность собственных нужд для генератора :

Активная мощность генератора :

Реактивная мощность генератора :

Активная мощность собственных нужд для генератора :

Реактивная мощность собственных нужд для генератора :

Активная мощность генератора :

Реактивная мощность генератора :

Активная мощность собственных нужд для генератора :

Реактивная мощность собственных нужд для генератора :

Активная мощность перегрузки на РУ-110:

Реактивная мощность перегрузки на РУ-110:

Расчет для весенне-летнего периода:

Активная мощность генератора :

Реактивная мощность генератора :

Активная мощность собственных нужд для генератора :

Реактивная мощность собственных нужд для генератора :

Активная мощность генератора :

Реактивная мощность генератора :

Активная мощность собственных нужд для генератора :

Реактивная мощность собственных нужд для генератора :

Активная мощность генератора :

Реактивная мощность генератора :

Активная мощность собственных нужд для генератора :

Реактивная мощность собственных нужд для генератора :

Активная мощность перегрузки на РУ-110:

Реактивная мощность перегрузки на РУ-110:

3.2 Выбор автотрансформаторов связи (АТС (то есть автоматическая телефонная станция))

Выбор АТС (то есть автоматическая телефонная станция) делается по наибольшему перетоку мощности меж РУ-110 и РУ-500.

Потому что в зимнюю пору и в летнюю пору перегрузка на РУ-110 изменяется, то и переток мощности зависимо от сезона будет различный.

Выбор мощности автотрансформаторов связи производим из условия наибольшего перетока мощности меж, ОРУ — 110 кВ и ОРУ — 500 кВ в обычном и аварийных режимах (выход из строя блока мощностью 300 МВт, ремонт 1-го автотрансформатора), с учётом перегрузочной возможности в аварийном режиме. Наложение аварийного и ремонтного режимов не рассматриваем, т.к. возможность такового режима весьма мала. Также отметим, что дневные графики нагрузок как турбоагрегатов, так и перегрузки равномерны, что устраняет нас от необходимости строить раздельно графики активной и реактивной мощности для всякого турбоагрегата в отдельности и обмоток автотрансформатора.

3.2.1 Выбор блочных трансформаторов

Условие выбора мощности блочного трансформатора имеет вид:

где — SРАСЧ — расчетная мощность, МВА; SНОМ — номинальная мощность, МВА.

КП — коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, нормируемый ГОСТом. Если дневной график генератора, а как следует блочного трансформатора имеет приметно выраженное снижение мощности в ночное время, то при выбирании номинальной мощности трансформатора можно учитывать его способность к периодическим перегрузкам в дневное время без сокращения его срока службы. Но в нашем проекте график мощности задан равномерным, то мы не учитываем перегрузочную способность трансформатора.

При блочной схеме соединения генератора с трансформатором крайний должен обеспечивать выдачу мощности генератора в сеть завышенного напряжения за вычетом мощности перегрузки, присоединенной на ответвлении от генератора (СН).

Для блока 220 МВт

Для блока 320 МВт

Для блока 500 МВт

На напряжение 110 кВ для блока 220 МВт примем: ТДЦ-250000/110/15,75

На напряжение 110 кВ для блока 320 МВт примем: ТДЦ-400000/110/20

На напряжение 500 кВ для блока 500 МВт примем: ТЦ-630000/525/20

На напряжение 500 кВ примем для блока 220 МВт: ТДЦ-250000/500/15,75

На напряжение 500 кВ примем для блока 320 МВт: ТДЦ-400000/500/20

3.2.2 Выбор автотрансформаторов связи АТС1, АТС2

Выбор мощности автотрансформаторов связи производим из условия наибольшего перетока мощности меж, ОРУ — 110 кВ и ОРУ — 500 кВ в обычном и аварийных режимах (выход из строя блока мощностью 320 МВт, либо 220 МВт, если на стороне СН все блоки по 220МВт; выход из строя, ремонт 1-го автотрансформатора), с учётом перегрузочной возможности в аварийном режиме. Наложение аварийного и ремонтного режимов не рассматриваем, т.к. возможность такового режима весьма мала.

-коэффициент выгодности

В общем случае для АТ обязано производиться:

гдеSРАСЧ — расчетная мощность, МВА; SНОМ — номинальная мощность, МВА; КП — коэффициент перегрузки (для аварийного режима), загрузки(для обычного режима)).

Для схемы №1

Переток мощности в обычном режиме в зимнюю пору:

;

Переток мощности в обычном режиме в летнюю пору:

;

Тогда для АТС (то есть автоматическая телефонная станция):

где

— кол-во АТС (то есть автоматическая телефонная станция);

— коэффициент загрузки обычного режима;

— наибольший переток мощности в обычном режиме.

При выходе из строя 1-го из АТС (то есть автоматическая телефонная станция):

где

— кол-во АТС (то есть автоматическая телефонная станция);

— коэффициент загрузки аварийного режима;

— наибольший переток мощности в аварийном режиме.

Переток мощности при выходе из строя генератора в зимнюю пору:

;

Переток мощности при выходе из строя генератора в летнюю пору:

;

Тогда для АТС (то есть автоматическая телефонная станция):

где

— кол-во АТС (то есть автоматическая телефонная станция);

— коэффициент загрузки аварийного режима;

— наибольший переток мощности в аварийном режиме.

Потому что , то для установки по [1] избираем АТДЦТН-250000/500/110.

Для схемы №2

Переток мощности в обычном режиме в зимнюю пору:

;

Переток мощности в обычном режиме в летнюю пору:

;

Тогда для АТС (то есть автоматическая телефонная станция):

где

— кол-во АТС (то есть автоматическая телефонная станция);

— коэффициент загрузки обычного режима;

— наибольший переток мощности в обычном режиме.

При выходе из строя 1-го из АТС (то есть автоматическая телефонная станция):

где

— кол-во АТС (то есть автоматическая телефонная станция);

— коэффициент загрузки аварийного режима;

— наибольший переток мощности в аварийном режиме.

Переток мощности при выходе из строя 1-го из генераторов в зимнюю пору:

;

Переток мощности при выходе из строя 1-го из генераторов в летнюю пору:

;

Тогда для АТС (то есть автоматическая телефонная станция):

где

— кол-во АТС (то есть автоматическая телефонная станция);

— коэффициент загрузки аварийного режима;

— наибольший переток мощности в аварийном режиме.

Потому что , то для установки по [1] избираем АТДЦТН-250000/500/110.

Для схемы №3

При выбирании мощности автотрансформатора, при решении вопросца о допустимости того либо другого режима, при подсчете утрат мощности и энергии в автотрансформаторе нужно знать нагрузку каждой его обмотки, в индивидуальности более нагруженной. Режимы, в каких мощность передается из системы высшего напряжения в систему среднего напряжения либо в оборотном направлении (третичная обмотка не нагружена), являются автотрансформаторными. При этих режимах передаваемая мощность не обязана превосходить номинальную мощность автотрансформатора.

Если третичная обмотка также нагружена (таковой режим принято именовать комбинированным), то токи в поочередной и общей обмотках можно представить состоящими из 2-ух слагаемых, а конкретно: а) тока, соответственного мощности, передаваемой в автотрансформаторном режиме из системы высшего напряжения в систему среднего напряжения (либо в оборотном направлении); б) тока, соответственного мощности, передаваемой в трансформаторном режиме через третичную обмотку в том либо ином направлении. Слагаемые токов в поочередной и общей обмотках должны быть суммированы геометрически с учетом направления передачи мощности. Комбинированные режимы трехобмоточных трансформаторов более часты. Расчетная мощность блочного автотрансформатора определяется наибольшей перегрузкой третичной обмотки. Опосля выбора номинальной мощности автотрансформатора инспектируют возможность передачи через него наибольшей мощности меж РУ-110 и РУ-500. Если таковой режим перегрузки оказывается недопустимым, то изменяют либо число АТБ, либо пореже мощность АТБ.

Обычный режим

Рис. 5.1 Переток мощностей через АТБ в зимнюю пору в обычном режиме

Расчетная мощность АТБ:

где

— активная мощность на обмотке низкого напряжения;

— коэффициент выгодности.

Потому что на данную расчетную мощность нет пригодных по мощности и по напряжению трехфазных и однофазных автотрансформаторов, то прибегнем к спаренному блоку, другими словами два АТ на один блок. Для данной нам схемы выберем трансформаторы АТДЦТН-250000/500/110

Типовая мощность:

(т.е. на РУ-110 недочет активной мощности);

;

(т.е. на РУ-110 излишек реактивной мощности);

;

и — активная мощность на обмотке среднего и низкого напряжений соответственно.

и — реактивная мощность на обмотке среднего и низкого напряжений соответственно.

Картина перетоков мощности в обычном режиме в зимнюю пору изображена на Рис.5.1.

Так как имеем режим передачи из СН>ВН лишь реактивной мощности и сразу из НН>ВН, то слагаемые токов автотрансформаторного режима в поочередной и общей обмотках находятся в противофазе, тогда как в поочередной обмотке ориентированы согласно. Рассматриваемый комбинированный режим ограничен мощностью поочередной обмотки.

Перегрузка поочередной обмотки:

В рассматриваемом режиме ток в общей обмотке меньше, чем в трансформаторном режиме НН>ВН либо в автотрансформаторном режиме НН>ВН.

Рис. 5.2. Переток мощностей через АТБ в летнюю пору в обычном режиме

(т.е. на РУ-110 недочет активной мощности);

;

(т.е. на РУ-110 излишек реактивной мощности);

и — активная мощность на обмотке среднего и низкого напряжения соответственно.

и — реактивная мощность на обмотке среднего и низкого напряжения соответственно.

Картина перетоков мощности в обычном режиме в летнюю пору изображена на Рис.5.2.

В данном случае режим передачи из СН>ВН только реактивной мощности, т.е. комбинированный режим по реактивной мощности. Рассматриваемый комбинированный режим ограничен мощностью поочередной обмотки.

;

Условие производится, принятый ранее к установке спаренный блок АТ подступает.

Выход из строя 1-го из генераторов на РУ-110

Выполним проверку в аварийном режиме, когда генератор выходит из строя.

Рис. 5.3 Переток мощностей через АТБ в зимнюю пору при выходе из строя генератора на РУ-110

(т.е. на РУ-110 недочет активной мощности);

;

(т.е. на РУ-110 недочет реактивной мощности);

;

и — активная мощность на обмотке среднего и низкого напряжений соответственно.

и — реактивная мощность на обмотке среднего и низкого напряжений соответственно.

Картина перетоков мощности при выходе из строя 1-го из генераторов на РУ-110 в зимнюю пору изображена на Рис.5.3.

Таковой режим является обычным для автотрансформатора, потому мы проверяем только загрузку третичной обмотки.

Условие производится, принятый ранее к установке спаренный блок АТ подступает.

Рис. 5.4 Переток мощностей через АТБ в летнюю пору при выходе из строя генератора на РУ-110.

(т.е. на РУ-110 недочет активной мощности);

;

(т.е. на РУ-110 недочет реактивной мощности);

и — активная мощность на обмотке среднего и низкого напряжения соответственно.

и — реактивная мощность на обмотке среднего и низкого напряжения соответственно.

Условие производится, принятый ранее к установке спаренный блок АТ подступает.

Картина перетоков мощности в аварийном режиме в летнюю пору изображена на Рис. 5.4.

Выход из строя 1-го из АТБ.

Рис. 5.5 Переток мощностей через АТБ в зимнюю пору при выходе из строя 1-го из АТБ

Выход из строя 2-ух АТБ в одном спаренном блоке не много возможен, но при выходе из строя хотя бы 1-го из АТБ пропадает весь спаренный блок на время оперативных переключений. Хотя этот режим краткосрочный, но его должен непременно выдерживать 2-ой спаренный блок (из 2-ух АТ). Потому в качестве расчетных критерий принимаем, что в работе остался лишь один спаренный блок.

Проверим на перегрузочную способность общую и поочередную обмотки автотрансформатора в комбинированном режиме при выходе из строя 1-го из АТБ.

(т.е. на РУ-110 недочет активной мощности);

;

(т.е. на РУ-110 излишек реактивной мощности);

;

и — активная мощность на обмотке среднего и низкого напряжений соответственно.

и — реактивная мощность на обмотке среднего и низкого напряжений соответственно.

Картина перетоков мощности при выходе из строя 1-го из АТБ в зимнюю пору изображена на Рис.5.5.

Рис. 5.6 Переток мощностей через АТБ в летнюю пору при выходе из строя 1-го из АТБ

(т.е. на РУ-110 недочет активной мощности);

;

(т.е. на РУ-110 излишек реактивной мощности);

и — активная мощность на обмотке среднего и низкого напряжения соответственно.

и — реактивная мощность на обмотке среднего и низкого напряжения соответственно.

Картина перетоков мощности в обычном режиме в летнюю пору изображена на Рис. 5.6.

;

Потому что условия производятся, то при выходе из строя 1-го из АТБ автотрансформатор проходит по нагрузочной возможности.

Режим с отключенными генераторами G3 либо G4 можно не разглядывать, потому что в этом случае будет автотрансформаторный режим (т.е. комбинированного режима нет).

Также не рассматривается одновременная утрата генератора на РУ-110 и выход из строя 1-го из АТБ, потому что таковой режим маловероятен.

Таковым образом, к установке принимаем две группы трехфазных автотрансформаторов АТДЦТН-250000/500/110 спаренных в блок (другими словами всего 4).

3.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд (ТСН и РТСН)

Для блока :

Потому что, то для установки по [1], стр. 132. избираем ТРДНС-32000/35/10,5.

Для блока :

Потому что, то для установки по [1], стр. 130. избираем ТРДНС-25000/35/10,5.

Для блока :

Потому что, то для установки по [1], стр. 136. избираем ТРДНС-40000/35/10,5.

Мощность РТСН, присоединенного к РУ-110, обязана быть больше мощности самого массивного из ТСН, т.е. РТСН должен быть последующим за ним в линейке мощностей трансформаторов. Потому по [1], стр. 148. избираем ТРДНС — 40000/110 и ТРДНС-40000/20.

Произведем выбор хороших структурных схем.

Схемы №1, №2 различаются различным количеством генераторов на РУ-110 и их мощностью. Проведя сопоставительный анализ этих схем по перетокам мощности в разных режимах для исключения двойной трансформации, приходим к выводу, что более желаемым является вариант структурной схемы №2.

Схемы №2 и Схема №3 построены по-разному принципу: в первой связь меж РУ-110 и РУ-500 осуществляется через АТС (то есть автоматическая телефонная станция), во 2-ой — через АТБ. Для окончательного выбора нужно провести технико-экономическое сопоставление 2-ух этих схем.

Сводная таблица трансформаторов и автотрансформатров.

Таблица 2.

№

Тип

Т либо АТ

Утраты

ВН

СН

НН

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ТДЦ-400000/500

400

525

—

315

—

790

—

ТДЦ-400000/110

400

121

—

320

—

900

—

10,5

—

ТДЦ-250000/500

250

525

—

15.75

205

—

590

—

ТДЦ-250000/110

250

121

—

15,75

200

—

640

—

10,5

—

АТДЦТН-250000/500/110

250

500

121

38,5

220

1050

—

ТЦ-630000/500

630

525

—

410

—

1210

—

ТРДНС-25000/35

15,75

—

10,5

—

115

—

10.5

ТРДНС-32000/35

—

10,5

—

145

—

12,7

ТРДНС-40000/35

36,75

—

10,5

—

170

—

12,7

ТРДНС-40000/110

115

—

10,5

—

170

—

10,5

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ

Для всякого варианта структурной схемы проектируемой электростанции (подстанции) определяют:

Финансовложения, ;

Годичные Издержки, ;

Математическое ожидание вреда либо .

Потом на основании этих главных характеристик вычисляют

Если разница в вариантах наименее 5%, то окончательный выбор делается по таковым аспектам, которые трудно оценить исходя из убеждений надежности и экономичности: возможность предстоящего расширения, удобство эксплуатации и т.п.

4.1 Расчет финансовложений

Финансовложения складываются из 2-ух составляющих:

где

— суммарная расчетная стоимость трансформаторов;

— суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей.

Для перехода к расчетной цены трансформатора (АТ) нужно заводскую стоимость помножить на коэффициент , учитывающий Издержки на доставку, строительную часть и монтажные работы от заводской цены трансформатора

По [1], стр. 550 определяем.

Таблица 3

Оборудование

Стоимость за единицу,

Схема №2(Рис.4.2.)

Схема №3 (Рис.4.3.)

количество, шт.

Стоимость,

Количество, шт.

Стоимость,

ТДЦ-250000/110

852

—

ТДЦ-400000/110

—

525

ТДЦ-250000/500

—

ТДЦ-400000/500

1128,6

564,3

ТЦ-630000/525/20

789,75

АТДЦТН-250000/500/110

1013,85

2027,7

ТРДНС-40000/20

252,8

126,4

ТРДНС-40000/110

—

264

Ячейка ген-ого вык-ля в блоке генератор-трансформатор,

ВВГ-20*

200

Ячейка вык-ля , ВВУ-110**

64,1

256,4

Ячейка вык-ля , ВВБК-500**

251,6

1258

1006,4

5751,4

5759,95

* — по [1], стр.638.

** — по [1], стр.583

, другими словами разница наиболее 5%

4.2 Расчет вреда

4.2.1 Расчет характеристик надежности структурных схем

При проектировании структурной схемы варьируемыми элементами являются лишь трансформаторы (автотрансформаторы) блоков и связей меж РУ. Потому разглядывают отказы этих частей и их расчетные последствия. На данном шаге принимают, что схемы всех РУ схожи. Потому что число частей структурной схемы относительно невелико, то таблицу расчетных связей можно не составлять.

Отказ трансформатора блока приводит к аварийной потере мощности генератора на время восстановительного ремонта трансформатора. Такие последствия будут иметь пространство при всех состояниях структурной схемы, кроме ремонтного состояния блока. Соответственно среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему из-за отказов трансформатора единичного блока (без генераторного выключателя) определяют последующим образом:

где

— учитывает график работы генератора ( — число часов использования установленной мощности генератора);

, — частота отказов и среднее время восстановления трансформатора (автотрансформатора);

— возможность ремонтного состояния блока, определяемая последующим выражением:

где

, , , — характеристики ремонтируемого элемента (в данном случае энергоблока).

Потому что известны соответствующие графики перегрузки генератора в зимние и летние день, то число часов использования установленной мощности, , определяют как:

где

, — электроэнергия, вырабатываемая генератором за зимние и летние день, ;

, — число рабочих суток в зимнем и летнем сезонах.

Если генератор включен в блок с повышающим автотрансформатором (АТБ), то меж АТБ и генератором постоянно предусматривается выключатель (генераторный ВГ).

Среднегодовой недоотпуск электроэнергии определяется, как:

где

и — частота отказов и среднее время восстановления генераторного выключателя.

Для АТБ и АТС (то есть автоматическая телефонная станция) нужно также учесть утрату транзитной мощности, но при условии, что при выходе из строя элемента (АТБ, АТС (то есть автоматическая телефонная станция) либо ВГ) происходит аварийное понижение генерирующей мощности остальных энергоблоков.

характеристики надежности электрооборудования:

Параметр потока отказов , ;

Среднее время восстановления , ;

Частота текущих ремонтов , ;

Длительность текущего ремонта , .

По [1], стр. 487-499:

Таблица 4

Оборудование

Энергоблок

10,5

8,9

155,4

Энергоблок

9,8

8,0

149,4

Энергоблок

29,45

3,64

345,1

Трансформаторы с

0,075

1,0

Трансформаторы с

220

1,0

Воздушные выключатели

0,04

0,2

Воздушные выключатели

0,02

0,2

Воздушные выключатели

0,15

0,2

133

* — для однофазных трансформаторов;

** — для трехфазных трансформаторов.

Для энергоблока :

Длительность агрегато-года:

Частота плановых остановов:

Параметр потока отказов, приведенный к календарному году:

Длительность планового простоя, приведенная к календарному году:

Для энергоблока :

Длительность агрегато-года:

Частота плановых остановов:

Параметр потока отказов, приведенный к календарному году:

Длительность планового простоя, приведенная к календарному году:

Для энергоблока :

Длительность агрегато-года:

Частота плановых остановов:

Параметр потока отказов, приведенный к календарному году:

Длительность планового простоя, приведенная к календарному году:

Число часов использования установленной мощности:

Возможность ремонтного состояния блока :

Возможность ремонтного состояния АТБ:

Возможность ремонтного состояния АТС (то есть автоматическая телефонная станция):

Недоотпуск электронной энергии от блока , присоединенного к РУ-500, из-за отказа ТБ либо ВГ:

Недоотпуск электронной энергии от блока, присоединенного к РУ-500, из-за отказа ТБ либо ВГ:

Недоотпуск электронной энергии от блока, присоединенного к РУ-110, из-за отказа ТБ либо ВГ:

Недоотпуск электронной энергии от генератора из-за отказа АТБ либо ВГ (Рис.4.3.):

Оценим вероятные последствия отказов АТС (то есть автоматическая телефонная станция) (Рис.4.2.).

Ранее указывалось (при выбирании АТС (то есть автоматическая телефонная станция)), что даже один АТС (то есть автоматическая телефонная станция) сумеет передать наибольший переток мощности.

Определим продолжительность отказа 1-го АТС (то есть автоматическая телефонная станция) в период ремонта второго АТС (то есть автоматическая телефонная станция):

Так продолжительность весьма мала, то такие аварийные ситуации можно не учесть.

Оценим последствия утраты транзитной мощности из-за отказов АТБ (Рис.4.3.).

При выбирании АТБ было испытано, что выход из строя даже 1-го блока из АТБ не приведет к нарушению связи меж РУ, и вся нужная мощность на РУ-110 сумеет быть передана. Выход из строя 1-го блока во время ремонта второго маловероятен. Плюс к этому опосля оперативных переключений в работе остается один АТБ. Таковым образом, связь меж РУ не нарушается и РУ-110 постоянно обеспечено достаточным количеством электроэнергии.

Недоотпуска энергии энергосистеме в случае отказа блоков не будет, потому что резерв в системе составляет (а наибольшая утрата генерирующей мощности на РУ-500 , на РУ-110 — ). Энергоснабжение потребителей местного (промышленного) района на РУ-110 весьма накрепко (потому что постоянно передается достаточное количество электроэнергии), потому математическим ожиданием недоотпуска электроэнергии местной перегрузке можно пренебречь.

Определим суммарный среднегодовой недоотпуск электронной энергии.

Для Схемы №2(Рис.4.2.):

Для Схемы №3 (Рис.4.3.):

Приняв удельный вред по [2], стр.105., определим среднегодовой вред от недоотпуска электроэнергии. Вред будет лишь от недоотпуска электроэнергии в систему, потому что вред пользователю (промышленному району на РУ-110) равен нулю, а косвенный вред (экологический, соц и т.п.) в учебном проектировании не учитывается.

Для Схемы №2 (Рис.4.2.):

Для Схемы №3 (Рис.4.3.):

4.3 Расчет годичных издержек

Годичные Издержки производства (годичные эксплуатационные расходы) складываются из 3-х составляющих:

где

— амортизационные отчисления (отчисления на реновацию и серьезный ремонт);

— норма амортизационных отчислений за 1 год;

— Издержки на сервис электроустановки (на текущий ремонт и заработную плату персонала);

— норма отчислений на сервис за 1 год;

— Издержки, обусловленные потерями энергии в варианте проектируемой установки;

— удельные Издержки на возмещение утрат, ;

— годичные утраты энергии, .

Для силового электротехнического оборудования и РУ установлены последующие нормы отчислений:

При , .

Амортизационные отчисления для Схемы №2 (Рис.4.2.):

Амортизационные отчисления для Схемы №3 (Рис.4.3.):

Определим Издержки на сервис электроустановки.

Потому что зависит от напряжения, то сначала вычислим из Таблицы 6.1. серьезные Издержки на оборудование ниже и оборудование не меньше .

Для Схемы №2 и :

Для Схемы №3 и :

Издержки на сервис электроустановки для Схемы №2:

Издержки на сервис электроустановки для Схемы №3:

Для определения издержек из-за утрат энергии в установке, вычислим утраты в трансформаторах и автотрансформаторах.

Потому что на стадии проектирования подробные свойства потребителей обычно отсутствуют, то расчет утрат энергии можно вести приближенно через время наибольших утрат ([1], стр. 546):

где

— время планового ремонта трансформатора в год.

— время больших утрат, определяемое через по [1], стр.546.

Тогда

Для трансформаторов ТДЦ-400000/500:

Для трансформаторов ТЦ-630000/525/20:

Для трансформаторов ТДЦ-250000/110:

Для трансформаторов ТДЦ-400000/110:

Для АТС (то есть автоматическая телефонная станция) АТДЦТН-250000/500/110:

Наибольшие перетоки мощности берутся для обычного режима, потому что аварийные и ремонтные режимы относительно краткосрочны.

Для блока АТБ АТДЦТН-250000/500/110:

где

;

Суммарные утраты энергии для Схемы №2:

Суммарные утраты энергии для Схемы №3:

ТСН можно не учесть, потому что они схожи в обоих вариантах структурных схем.

Приняв по [2], стр. 79. определим

Издержки, обусловленные потерями энергии для Схемы №2 (Рис.4.2.):

Издержки, обусловленные потерями энергии для Схемы №3 (Рис.4.3.):

Суммарные Издержки для Схемы №2:

Суммарные издержки для Схемы №3

Таблица 5.

Схема №2 (Рис.4.2.)

Схема №3 (Рис.4.3.)

Серьезные Издержки,

Вред,

Годичные Издержки,

Приведенные издержки,

(по [1], стр.545)

, другими словами разница наиболее 5%.

Потому окончательный выбор схемы производим исходя из трудноформализуемых характеристик, другими словами характеристик, которые недозволено оценить в деньгах.

совсем в качестве структурной схемы избираем схему Варианта №2, потому что она наиболее ординарна в эксплуатации (тут легче управлять потоками мощности меж РУ 110 и 500 кВ).

5. ВЫБОР РУ-110 и РУ-500

5.1 Выбор РУ-500кВ

Согласно НТП, примем полуторную схему.

Рис. 6 Полуторная схема

5.2 Выбор ОРУ — 110 кВ

Распределительные устройства завышенных напряжений должны удовлетворять последующим требованиям общего нрава:

1. Ремонт выключателей напряжением 110 кВ и выше должен выполняться без отключения присоединения из-за высочайшей ответственности присоединений завышенного напряжения.

2. Отключение ВЛ обязано осуществляться не наиболее чем 2-мя выключателями, отключение трансформаторов — не наиболее чем 3-мя выключателями.

Отказы выключателей в РУ как при обычном, так и при ремонтном состоянии схемы не должны приводить:

а) к одновременной потере обеих параллельных транзитных линий 1-го направления, если учесть завышенные требования к надёжности двухцепной связи;

б) к одновременному отключению нескольких линий, при которой нарушается устойчивость работы энергосистемы.

Применительно к электростанциям районного типа нужно, чтоб при отказах выключателей в РУ при обычном состоянии схемы отключалось бы не наиболее 1-го блока, а при ремонтном состоянии схемы — не наиболее 2-ух блоков.

электронных схем РУ завышенных напряжений много и они многообразны. Но перебор всех имеющихся схем электронных соединений нерационален. Зависимо от начальных критерий можно приблизительно очертить группу электронных схем, в границах которой следует в свою очередь намечать конкурентоспособные варианты решений.

В истинное время наиболее прибыльным экономически является сооружение ОРУ. Потому принимаем вариант с открытым распределительным устройством на 110 кВ.

Согласно заданию на проектирование, нужно создать схему ОРУ 110 кВ. Выбор хорошей схемы ОРУ проводится на основании технико-экономического сопоставления вариантов схем с учётом вреда от утраты генерирующей мощности и недоотпуска электроэнергии пользователям.

Для определения вреда от отказа выключателей нужно провести анализ 2-ух схем при помощи таблично-логического способа. Этот способ подразумевает поочерёдное целенаправленное (лишь для расчётных аварийных ситуаций) рассмотрение отказов частей электроустановки с выявлением их последствий в обычном и аварийных состояниях. Расчёт ведут в табличной форме. По вертикали фиксируется ряд учитываемых частей (i-й ряд), а по горизонтали — ряд расчётных обычных и ремонтных режимов (j-й ряд).

Разглядим два варианта схемы — схему с 2-мя несекционированными системами сборных шин с одним шиносоединительным выключателем и с обходной системой шин и схему с 2-мя несекционированными системами сборных шин с 2-мя поочередными шиносоединительными выключателями и с обходной системой шин.

Вариант 1. Схема с 2-мя несекционированными системами сборных шин с одним шиносоединительным выключателем и с обходной системой шин. Нормально обе системы шин находятся под напряжением, и шиносоединительный выключатель включен. Установим, что за 1СШ закреплены T7, АТС1, W1, W3, W5 а за 2СШ закреплены T6, АТС2, W2, W4, W6.

Рис. 7

Частота отказов выключателей 110 кВ:

Определим частоту отказов выключателей 110 кВ. Согласно [1], воздушный выключатель на 110 кВ владеет последующими параметрами:

Таблица 6

Элемент

, 1/год

TВ, ч/1

, 1/год

TР, ч/1

Выключатель воздушный 110 кВ

0,02

0,2

2. Составим горизонтальный ряд ремонтных режимов выключателей и определим возможность ремонтного режима по формуле:

;

3. Возможность обычного состояния схемы есть величина оборотная:

; где N — количество выключателей в схеме;

В рассматриваемой схеме установлены генераторные выключатели, данный факт нужно учесть, потому что генераторные выключатели (ВГ) понижают число операций выключателями РУ 110, что приводит к уменьшению вероятности , но, ВГ сами подвержены отказам.

Возможность ремонтного состояния блока :

Возможность обычного состояния блока :

Заполняем таблицу расчетных связей:

Обозначения

Частота отказов

Теряемая генерирующая мощность и средняя длительность трагедии в режиме

Обычном

qo=0,99

ремонтном q=0,001

Q10

0,02

220/1

—

220/1

0,02

220/1

220/42,6

—

220/42,6

220/1

0,02

220/1

—

220/1

0,02

220/1

220/42,6

—

220/42,6

220/1

0,02

220/1

—

220/1

0,02

220/1

—

220/1

0,02

220/1

—

220/1

0,02

220/1

—

220/1

0,02

220/1

—

220/1

Q10

0,02

220/1

—

220/1

0,02

—

220/1

220/42,6

220/1

220/42,6

220/1

—

0,02

440/1, 220/1

]]>

Перейти и растаять в своей любимой социалке

Учебная работа. Проектирование электрической части КЭС-1580 МВт

Учебная работа. Проектирование электрической части КЭС-1580 МВт

Как? Вы еще не читали? Ну это зря...